《中国能源报》:电化学储能市场前景如何？

2019年，中国电化学储能新运营规模下降，同比下降6.7%。中关村储能产业技术联盟(CNESA)最近发布的统计数据显示，中国的电化学储能在经历了爆炸式增长后，进入了一个理性调整期。

据行业分析，目前电化学储能的核心问题仍然是项目盈利能力不足，需要市场机制完善、价格机制调整、技术创新和相关政策的大力支持。

目前，主要业务模式仅为合同能源管理，电力辅助服务市场仍处于发展初期。

01电化学储能市场回归理性

根据中关村储能技术联盟的数据，2018年，电化学储能实现爆炸式增长，增幅为175.2%。2019年，电化学储能项目装机容量1709.6兆瓦，同比增长59.4%，增速开始回落。

鉴于市场增速下滑，国家发改委能源研究院副研究员刘坚，认为，电网企业投资是2018年储能市场的重要驱动因素，但2019年《发改委输配电价格监督检查办法》明确规定，储能投资不计入输配电价格的定价成本。 这直接影响了电网企业储能投资的积极性，也导致全年储能装机容量增速放缓。

在这一阶段，有两个核心约束制约着行业的发展：一方面，各种应用场景的开发不如预期；另一方面，输电和配电价格中包含的储能预计将失败，国家电网暂停电化学储能项目的建设。“总的来说，储能资产的商业价值需要进一步探讨。目前，主要业务模式仅为合同能源管理，地方电力辅助服务市场仍处于发展初期。服务价格机制存在一定的波动，导致电化学储能项目的回报周期存在一定的不确定性。这些因素将增加投资者对储能资产能否实现预期回报的担忧，最终将影响投资热情。”张大鹏说。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬，分析称，电化学储能市场在经历了2018年的快速增长后，开始回归理性。原因是，一方面，电网侧储能“踩刹车”，导致电网侧储能增长放缓；另一方面，电力供应方和用户方的储能收入机制并不顺畅。本质上，核心问题是储能商业化运营的市场机制和环境尚未建立，包括：储能身份问题尚未完全解决，反映储能价值的市场价格和补偿机制仍然缺失，消防安全标准不完善。

02新能源配送和储存网点的盈利模式是关键

2019年，尽管市场回归理性，但广东调频项目和江苏用户端项目在所有新型电化学储能中占据了很大比例。刘坚指出，目前，储能参与调频辅助服务效益高，投资回收期短。预计今年调频储能项目将继续增长。此外，随着电池成本的不断下降，消费侧储能市场仍有巨大的发展空间。

与其他省份相比，广东省和江苏省储能项目的快速增长主要得益于当地调频业务带来的良好收入、峰谷，较高的价差以及项目回收期短等商业因素。电化学储能的未来发展在于积累可复制的商业模式和项目集成实施经验。

针对新能源分布的化学储能方式

岳芬表示，应该更加明确的是，新能源项目在配置储能后的好处，如：如何最大化储能的价值，使储能不仅可以获得有限的废弃收益，还可以参与辅助服务市场。获得更多好处；如何将服务成本传递给用户，真正做到“谁受益，谁付费”；这是新能源发电厂长期储存能量的关键。

03明确的市场定位和扩展的应用场景可以实现可持续发展

业内人士认为，今年电化学储能行业的政策环境总体有所改善，国家和地方政府的支持力度继续加大；市场应用场景主要包括：用户侧峰谷辅助调频、紧急调峰和电价管理。

目前，中国正在建设基于清洁能源的智能能源系统，并将二次能源作为一种工具。储能技术作为关键的支撑手段，在未来将有巨大的发展空间。随着电池成本的快速下降以及能量密度和安全性的不断提高，电化学储能受益于消费电子和动力电池行业的快速发展。它已成为产业链中最成熟的技术手段，是各种储能技术中综合性能最好的。

张大鹏指出，从行业本身来看，未来电化学储能行业应继续提高系统性价比和安全性，尽快完善行业标准体系，并做好建设规划、投资运营和回收利用的全过程管理；从政府和市场环境的角度出发，建议各地尽快完善电力辅助服务交易市场，在总结以往发展经验的基础上，完善服务价格机制，通过辅助服务市场促进行业最大限度地实现商业价值。

目前，电化学储能的发展仍面临政策障碍，传统的发电和消耗资源的机制设计和监管方式越来越不能完全满足储能大规模发展的需要。刘坚表示，首先，必须明确储能市场的定位。资金附加费、费率、输配电费等。储能充放电应区别于一般发电资源。其次，为了完善储能监管模式，应该根据储能实现的具体功能进行监管，而不是从资产属性的角度实施一刀切。同时，要引导储能的多种应用，开辟终端储能参与上游电力市场的渠道，实现不同储能功能的价值叠加。

岳芬认为，应允许储能参与各种子市场交易，以解决各子市场储能的接入、并网、调度和交易身份等问题。同时，遵循按成果付费和“谁受益，谁付费”的基本原则，加快制定安全标准，建立回收机制，形成产业链的闭环，减轻未来的环境负担。鼓励有条件的地区根据自身条件对储能给予一定的补贴或优惠政策。

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